深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践

苑志旺，杨 莉，杨宝泉，张迎春，陈 筱

1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 海淀 100083；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 朝阳 100028；3.中海油研究总院有限责任公司，北京 朝阳 100028

引言

20 世纪90 年代以来，在北美墨西哥湾盆地、南美坎波斯盆地、西非尼日尔三角洲及中国南海等区域，先后发现了以深海浊积砂岩储层为主的巨型油气田，深海浊积储层油气藏现已成为油气勘探开发的热点之一[1]。下刚果盆地和尼日尔三角洲盆地是深海浊积储层油气藏勘探开发的焦点区域，被国内外学者深入研究，研究领域涵盖了沉积机制[2-3]、沉积模式[3-4]、沉积特征及演化规律[1]、水道分布及构型特征[5-7]、连通模式及连通性[8-9]等方面。

深海油田单井钻完井费用达近亿美元，作业成本高，通常采用“少井高产”的开发策略和注水保压自喷生产的开发方式。此外，受限于深海工程设施，油田后期调整受限。因此，针对深海浊积砂岩储层油藏，在受限的工程设施条件下如何立足现有井网实现“低成本”的高效快速开发是保障深海油田经济效益最大化的关键点。目前，大量注水方法的研究成果主要集中在陆上或浅水的常规砂岩[10-12]、碳酸盐岩[13-17]和低渗透等油藏类型[18-19]，而对于深海浊积砂岩类型油藏仅限于含水上升机理及变化规律方面[20-21]，对受深海作业成本和工程设施限制下的高效注水以及控堵水方法的研究很少。因此，本文以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积储层油田AKPO 油田为研究目标，立足于深海浊积水道和朵叶的储层特征以及注采井组间砂体的连通方式，在不同开发阶段提出了适宜深海油田“低成本”的高效注水及控堵水方法：基于注采井组间砂体的连通方式，在无水采油期阶段应用以“控制压力”为重点的注水强度优化方法；基于储层沉积类型，在中低含水阶段应用以“提高波及”为重点的注水强度优化方法；在高含水阶段，应用适宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法。上述深海浊积砂岩油藏高效注水及控堵水方法应用于AKPO 油田，指导油田实现“低成本”稳油控水，连续多年高产稳产。

1 研究区概况

AKPO 油田位于尼日尔三角洲盆地，属于被动大陆边缘型盆地。油田范围内水深1 200∼1 500 m，开发的重点含油层中新统阿格巴达组是整体海退环境下形成的深海浊积碎屑岩储层，它不仅是工程意义上的深海区，也是地质意义上的深海沉积[20]。油田储层具有良好的物性特征，是中孔高渗储层，地层原油为高挥发油，地饱压差2.0 MPa。油田于2009 年投产，采用“少井高产”的布井策略，平均井距1 500∼2 000 m，采用注水保压的开发方式油井自喷生产，油井的平均日产油量高达2 000 m3，油田年产油量达千万方，于2012 年初油井出现注水突破。由于深海油田作业成本高、工程设施改造费用高，在陆上或浅水油田常用的诸如调剖、化学堵水以及油井转注等措施，很难在深海油田经济有效实施，因此，迫切需要研究一套适合深海浊积砂岩储层油藏的“低成本”高效注水及控堵水方法。

2 深海浊积储层特征及连通类型

2.1 深海浊积储层特征

AKPO 油田储层主要由深海浊积水道体系和朵叶体系构成，其上部储层发育水道体系，下部发育朵叶体系，储层整体发育较好。

（1）浊积水道储层特征

受沉积环境和沉积水动力影响，AKPO 油田Z油组主要发育半限制性水道体系，其内部发育多期复合水道，复合水道以纵向叠加形式为主，同时存在侧向迁移，见图1。

图1 浊积水道体系平面展布图Fig.1 The plane distribution of turbidite channel system

受纵向侵蚀作用影响，晚期水道叠置并局部下切于早期水道之上，形成下切连通，同时复合水道间发育不稳定泥岩隔层，层间连通关系复杂。水道储层整体呈条带状展布，同时受侧向迁移作用，复合水道横向相变快。

储层岩芯呈褐色，含油，以中--粗砂为主，分选较好，岩石矿物以石英和长石为主，单期复合水道储层厚度多在10∼30 m，岩芯平均孔隙度为24.9%，平均渗透率达1 600 mD，储层品质整体较好。

（2）浊积朵叶储层特征

对于研究区深海浊积扇，浊积朵叶体系发育在水道体系之下，由多期复合朵叶叠置而成，复合朵叶由多期单一朵叶通过纵向叠置，平面拼接而成，整体呈席状连片展布，其上部常发育侵蚀性水道，可分为砂质充填水道和泥质充填水道，见图2。

图2 浊积朵叶体系平面展布图Fig.2 The plane distribution of turbidite lobe system

朵叶储层的岩芯呈黄色，以中--细砂为主，分选性中等，石英和长石为矿物的主要成分。储层物性好，以中孔、中高渗为主，岩芯孔隙度为22.5%，平均渗透率为880 mD，储层均质性好于水道储层。朵叶储层厚度稳定且分布范围广，井点钻遇复合朵叶储层厚度多在10∼40 m，储层连通性好。朵叶侧缘储层逐渐变差，以细砂岩为主，并夹泥岩，岩性不均一，多见砂泥岩薄互层。

2.2 注采井组间砂体连通方式

受沉积环境和水动力作用，浊积储层垂向切叠，侧向摆动频繁，导致储层内部连通关系复杂，因此厘清储层内部连通关系，对明确注采井组间连通性、生产动态分析以及措施优化调整等方面具有指导作用。

以深海浊积砂岩储层的沉积模式为指导，综合井点、地震、测试及生产动态等多种信息，采用井点标定、地震追踪的方法，刻画注采井组间不同期次砂体的连通方式。以此为基础，将油田注采井组划分为同层连通型、跨层连通型和复合连通型3 类，见图3。

图3 注采井组间储层连通方式Fig.3 Reservoir connection mode between injector and its corresponding producer

（1）同层连通型

采油井与其对应注水井的完井段处在同一期次砂体（水道或朵叶），通过同期砂体的横向连通实现注采受效，如井组I-2--P-12I-7，完井段均处于Z6 砂体，从测井井点上看出泥岩隔夹层厚度小、分布范围小，地震剖面显示砂体稳定连续分布。该类型中，由于同一期次砂体（水道或朵叶）内部储层发育且均质性较好，稳定连续分布，泥岩隔夹层厚度小且分布范围有限，储集体整体连通性好，见图4。

（2）跨层连通型

采油井与其对应注水井在不同期次的水道内进行完井生产，晚期水道通过纵向或侧向局部下切，与早期水道砂体搭接，形成局部连续砂体，注采井间通过异期水道的跨层局部搭接形成连通，如井组I-7P-9I-6。跨层搭接区砂体连续性较差，多呈断续分布特征，泥岩隔夹层较为发育，连通性相对较弱，见图5。

（3）复合连通型

采油井与对应注水井的注采连通方式兼具同层连通型和跨层连通型，即注采井完井层段既有同期次砂体（水道或朵叶）连通，也存在不同期次砂体（水道或朵叶）跨层搭接连通，如井组I-1，P-7 和I-2。两种受效方式并存，注采井间连通性介于同层连通型和跨层连通型，整体连通性较好，见图6。

图4 同层连通型典型井组井震剖面（I-2P-12--I-7）Fig.4 Logging and seismic characteristics of typical same layer connected well group（I-2--P-12--I-7）

图5 跨层连通型典型井组井震剖面（I-7P-9I-6）Fig.5 Logging and seismic characteristics of typical cross layer connected well group（I-7P-9--I-6）

图6 复合连通型典型井组井震剖面（I-1P-7I-2）Fig.6 Logging and seismic characteristics of typical composite connected well group(I-1P-7--I-2)

3 无水期注水策略（基于注采连通方式的注水强度优化方法）

深海油田作业成本高，基于注采井组间的连通方式，在无水期阶段分类制定“低成本”的高效注水方式，形成了以“控制压力”为重点的注水强度优化方法，指导油田合理高速开发，实现经济效益最大化。

3.1 同层连通型井组超压注水方法

由于同层连通型注采井组的完井段处于同期次砂体内，井间储层连续性好，注水受效快，油井压力处于较高水平。此外，单期次砂体（水道或朵叶）储层物性相对较均质，从时移地震解释的水驱情况来看，水驱前缘呈整体推进（图7，其中，红色和黄色区域表示水驱区域）。因此，提高产量不会导致油井提前见水。

为了克服地饱压差小、最大限度地释放油井产能，该类型井组在安全注入压力允许范围内采用了超压注水技术即通过提高对应注水井注水量（也就是注采比），将井组的地层压力升至较高水平，通常可以达到原始地层压力的1.1 倍，也就是在不降低井底流压的条件下，增大了油井的生产压差，提高了油井产量，见图8。

图7 时移地震监测P-2 与I-4 井组间水驱波及区域Fig.7 Water flooding area of time-lapse seismic monitoring between well groups P-2 and I-4

从图8 可以看出，注水井增注使油井的地层压力从29.1 MPa 提高到31.2 MPa，提高了油井的生产压差，最大限度地发挥了油井产能，实现油田高速开发。

图8 P-2 井生产动态曲线Fig.8 Production performance curve of Well P-2

3.2 跨层连通型井组欠压注水方法

跨层连通注采井组的完井段位于不同期次砂体内，由于不同期次砂体的搭接区域储层的连续性较差，连通能力较弱，使得注水受效较慢，井底流压保持较低水平。此外，不同期次砂体间储层物性存在一定差异，使得井组间储层的非均性增强，从时移地震监测P-9 与I-6 井组间水驱波及范围来看，水驱前缘呈凸形推进，如图9 所示。因此，该类井组不宜提高产油量和注水量，否则会导致油井的快速水窜。

图9 时移地震监测P-9 与I-6 井组间水驱波及范围Fig.9 Water flooding area of time-lapse seismic monitoring between well group P-9 and I-6

为了延长该类油井的无水采油期，该类型井组采用了欠压注水技术即通过降低对应注水井注水量（也就是注采比），油井的地层压力保持在较低水平，因此，在保持井底流压不变的条件下，降低了油井的生产压差，减缓了非均质区域水驱前缘的凸进速度，延长了油井无水采油期，如P-9 井生产动态曲线（图10）所示，该井从2010-12 到2012-04，地层静压虽有波动，但基本保持在一定水平，而产油量基本保持不变。

图10 P-9 井生产动态曲线Fig.10 Production performance curve of Well P-9

3.3 复合连通型井组保压注水方法

复合连通型注采井组兼具同层连通型和跨层连通型两类注采井组注采连通特征、受效方式以及水驱前缘的推进特征。

兼顾发挥同层连通最大产能和延缓跨层连通水窜速度，该类型井组采用了保压注水技术即通过保持注采平衡注水，使得油井的地层压力保持在初始水平。因此，该技术不仅释放了同层连通层的最大产能，又不易导致跨层连通的水驱前缘推进速度过快，保证了该类油井的开发效果，详见图11。

图11 P-7 井生产动态曲线Fig.11 Production performance curve of Well P-7

4 中低含水期注水策略（基于储层沉积类型的注水强度优化方法）

依据油井见水后的含水上升曲线特征将其划分为亚凸型、亚S 型和亚凹型3 种类型[20]，如图12所示。

图12 中，对应的井组间砂体的连通方式分别为：同层连通型、复合连通型和跨层连通型。通常在含水上升和产量递减较快阶段实施注水强度优化，根据以上3 类油井见水后含水上升形态和产量递减规律，确定其优化时机分别为7%∼15%，18%∼36%和28%∼48%[20]。

图12 亚凸型、亚S 型和亚凹型油井见水后含水上升形态Fig.12 Water cut rising form of sub-convex,sub-S and sub-concave producers after water breakthrough

挥发油在地层条件下，原油黏度低、驱油效率高，油井见水后优化注水的重点是提高水驱波及系数。受限于深海作业成本和工程设施，依据油井储层沉积特征，提出了依靠水动力学方法来改善水驱波及系数，即水道储层注采井组采用周期注水提高纵向波及系数；朵叶储层注采井组采油改变液流方向提高平面波及系数。

4.1 水道储层油井见水后的周期注水方法

纵向叠置的多期次水道间存在较强的非均质性，传统的注水方式将使注入的水沿高渗透率水道迅速突进，因此高渗透水道较早见水。由于在低渗透水道中注入水受到较大的渗流阻力，因此在低渗水道中注入水推进缓慢。因此，较高渗透率水道注水突破之后，低渗透率水道中的水驱前端还远未驱替到油井底部。为了均衡多期次水道间水驱波及状况，应用改善纵向波及的周期性注水强度优化技术，即间歇性地调整注水强度使得储层中产生不稳定压力场，引起不同期次水道间的快速油水交换再分配，从而实现了提高纵向多期水道的波及系数，达到了水道间水驱均衡的效果。例如，油井P-7 与注水井I-1 储层类型为浊积水道，注采井组间连通类型为复合连通型，见水后含水上升形态呈现亚S型，为减慢含水上升速度和延缓产量递减，该类井在中含水阶段含水上升加快，对应注水井的注水强度周期性调整，增加纵向多期次水道储层的波及系数，P-7井产油量月递减率由4.4%降至1.8%，注水优化效果明显，如图13 所示。

图13 P-7 与I-1 注采井组生产动态曲线Fig.13 Production performance curve of well group P-7 and I-1

4.2 朵叶储层油井见水后改变驱替方向的注水方法

朵叶主体储层厚度稳定，分布宽，具有较好的均质性，因此水驱前缘平行推进，油井见水后多呈现为亚凸型，即含水上升快、产量递减快。

对于朵叶储层油藏，应用以提高“平面”波及为重点的注水强度优化技术，即通过调整某些注水井注水强度或油井的采油强度，改变注入水的驱替方向，增加平面水驱波及面积，从而提高了油层中注入水的波及效率。

例如，注采井组的采油井P-2 和注水井I-4，储层类型为朵叶。P-2 井见水后，含水呈亚凸型迅速上升。为降低油井含水上升速度，在见水初始阶段关停注水井I-4，并调节I-3 井注水强度使其流向P-2 井（I-3 与I-4 井注水动态曲线见图14b），从而提高平面波及面积。

优化注水的效果反映在P-2 井的井生产动态曲线（图14a）上。在优化注水阶段，P-2 井产油量月递减率从8.6%减缓至1.6%，措施效果明显。

图14 P-2、I-3 与I-4 注采井组生产动态曲线Fig.14 Production performance curve of well group P-2,I-3 and I-4

5 高含水期开采策略（深海油田“低成本”分段控堵水方法）

5.1 基于智能完井的分段控水方法

智能完井系统通过在开发井中安装传感器，实时动态获取井下生产的数据，分析井下生产状况，从地面操控配备在井下的流量控制设备，达到对井下生产或注入进行动态实时管理目的。应用智能完井开采多油层油藏，既可采多层又可单独开采某一油层，避免层间干扰、优化油井生产。因此，在深海油田应用智能完井可以最大程度地降低起下油井管柱的作业费用与开发风险，实现“低成本”下的分段控水稳油。

对于纵向上发育多期叠置水道储层油藏，设计采用定向井开发钻穿多期水道实现纵向上的有效动用。由于多期水道间储层物性、压力系统的差异，生产过程中存在层间干扰的风险。为此，设计应用智能完井，实现分段控制开发，避免层间干扰。例如油井P-8 为定向井，采用智能完井方式纵向开发两套含油层段U 和L，其生产动态曲线见图15。

图15 P-8 井组生产动态曲线Fig.15 Production performance curve of Well P-8

在投产初期油井产水，利用完井只能确定L 段见水，在含水率较低阶段，两段合采层间干扰较小。随着L 段含水率不断上升产油量递减较快，且产油量贡献比例不断减小，同时对U 段干扰不断加大。为此，应用智能完井关闭L 段，打开未见水U 段，在不放大油嘴的条件下，U 段产油量有了明显提升，实现了对U 段的高效开发。

5.2 基于时移地震的分段机械堵水方法

封堵产水层是降低操作成本和增加产油量的便捷途径之一，由于机械堵水具有工艺简单、成本低、见效果快等优势而被广泛应用。机械堵水通过使用封隔器及其配套的控制工具封堵高含水油层，避免油层间的相互干扰或调整平面水驱油方向，最终实现增加产油量、减少产水量和提高注水利用率。

深海油田单井测试费用高，AKPO 油田很难对高含水油井逐井进行生产剖面测试。为此，通过采集时移地震，“低成本”实现目标油藏所有注采井组中水驱前缘推进位置、水驱波及范围以及油井水淹层段有效监测，大大降低了深海油田生产剖面测试费用。在确定高含水油井水淹层段后，使用封隔器及配套控制工具封堵高含水层段，有效控制产水层段对产油层的干扰，高效开发低含水层或未产水层，提高油井产油量。

以P-2 井为例，该井在2018-07 含水已达60%，时移地震解释结果显示，P-2 与对应注水井I-4 井间水驱波及较均匀，整体呈稳定连续推进且水驱前缘已至P-2 井趾端，见图16。因此，现场对P-2 井水淹中段实施机械堵水，堵水后，该井含水率降至20%∼30%，产油量增加400 m3/d，见图17，堵水效果较好。

图16 时移地震显示I-4 井水驱波及特征Fig.16 Time-lapse seismic show the waterflooding sweep characteristics of I-4

图17 堵水后P-2 井生产动态曲线Fig.17 Production performance curve of Well P-2 after water shutoff

应用上述在无水采油期、中低含水期以及高含水期等阶段实施高效注水及及控堵水方法，支撑了AKPO 油田连续多年采油速度保持5.0%以上高产稳产。截至2019-12，油田采出程度已达48%，预测油田的采收率达到53%，取得了较好的开发效果。同时，该套高效注水及控堵水方法对于同类深海浊积砂岩油田具有指导和借鉴作用。

6 结论

（1）在无水采油期阶段，基于注采井组的连通类型提出了以“控制压力”为重点的注水强度优化方法，实现井组的分级配产配注。

（2）在中低含水阶段，根据深海浊积储层沉积类型，提出了以提高“波及”为重点的注水强度优化方法：依靠水动力学方法来改善水驱波及系数，水道储层注采井组采用周期注水提高“纵向”波及系数；朵叶储层注采井组应用改变液流方向提高“平面”波及系数。

（3）在高含水阶段，提出适宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法，即利用智能完井的分段控水和应用时移地震的分段机械堵水方法，实现深海油田经济有效的控堵水。

（4）经AKPO 油田实践表明，该套高效注水及控堵水方法简单易行、经济有效，可以指导同类深海油田的注水优化。